碳讨|容量电价迎新规，电力系统“兜底能力”有价可循

随着新能源成为我国第一大装机电源，调节性电源的价值迎来重塑。

1月30日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，下称“114号文”），分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，还明确提出有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿。

本次政策的核心突破在于，首次将天然气发电和电网侧独立新型储能纳入全国统一的容量电价机制框架，与已有的煤电、抽水蓄能政策共同构成覆盖多类调节性电源的完整体系。这一举措旨在通过为电力系统的“稳定可用能力”明码标价，保障电力供应安全，并清晰地指向未来建立“同工同酬”的可靠容量补偿市场，为能源绿色转型提供坚实支撑。

多家储能企业均向零碳研究院表示，114号文的发布对于行业是利好消息，意味着独立储能将与火电、抽蓄“同工同酬”。

容量电价“补什么”

发电侧容量电价机制是一种新型电价制度，旨在保障电力系统的稳定，通过对诸如煤电、储能等调节性电源的可用发电能力（即容量）付费，而不仅仅是为实际发电量付费。简而言之，这是一种不是为“发了多少电”付费，而是为“关键时刻能不能顶得上、稳得住”付费的价格机制。在114号文发布之前，发电侧容量电价机制已覆盖煤电与抽水蓄能。

在两部门的解读中，现行容量电价机制遇到的挑战是114号文出台的现实背景，例如各地气电、新型储能容量电价机制原则不统一，不利于营造公平竞争的市场环境。因此，需适应新型电力系统和电力市场体系建设要求，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，适时建立发电侧可靠容量补偿机制，更好保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型。

“随着增量新能源强制配储政策的取消，以往过渡性的容量租赁收益模式无法延续，仅依靠电能量和辅助服务市场，独立储能项目收益难以覆盖投资与运营成本，行业迫切需要明确容量收益相关政策为项目投资建设提供稳定预期。”据中国电力企业联合会副秘书长、电动交通与储能分会会长刘永东介绍，在此背景下，114号文从国家层面统一电网侧独立新型储能的容量电价规则，填补了新型储能在容量机制上的政策空白，实现了新型储能和煤电、抽水蓄能同等的电力市场政策。

华北电力大学能源互联网研究中心副主任、电力经济技术分析研究所所长王永利告诉零碳研究院，在当前节点建立电网侧独立新型储能容量电价机制，是顺应新型电力系统加速成形的现实需要，把储能从依赖波动性的市场收益，转到具备稳定预期的制度性补偿上，引导调节性资源有序建设、保障电力安全稳定供应。

王永利表示，此前，煤电容量电价机制已形成按固定成本一定比例回收、按月申报结算、费用纳入系统运行费分摊的体系。抽水蓄能的两部制价格机制以竞争性方式形成电量电价、以容量电价回收固定成本。这类电量市场化、容量机制化的组合，为将新型储能纳入容量电价并与现货市场衔接，提供了制度参照。

容量电价“怎么补”

114号文明确，对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价。容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1），并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，管理要求由国家能源局根据电力供需形势分析及保供举措等另行明确，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定。

刘永东表示，114号文针对电网侧独立新型储能的技术特性和功能定位，设计了“煤电基准+因子折算+清单管理+市场协同”的容量电价体系，规则围绕“真实反映顶峰贡献、合理回收固定成本、引导高效资源配置”展开。定价基础以当地煤电容量电价为基准标尺；定价核心是按顶峰能力实行比例折算，精准匹配系统贡献；管理方式采用清单制管理，明确项目准入与退出；收益体系实现了容量电价+市场收益，构建起新型储能的双轮驱动模式。

零碳研究院关注到，独立储能的容量电价水平还有待各地方具体确定，这也意味着不同省份政策落地节奏的不同可能也会对项目收益产生影响。

王永利告诉零碳研究院，结合各省（区）新能源占比、负荷特性与外送通道条件的差异，储能容量电价在落地过程中呈以下三个维度分化。

首先是定价逻辑的差异，在新能源占比高、调节压力大且外送受限的地区，更强调容量电价的托底功能，以稳定覆盖储能必要的固定成本。现货市场更成熟、价差机会更丰富的地区，则更可能强化与电能量市场、辅助服务收益的联动，容量电价趋向补缺口的思路。

其次是考核标准的差异，受端负荷中心更在意尖峰供电能力，往往会对连续放电时长、关键时段可用率设定高权重，短时储能难以获得全额补偿；送端新能源基地则更关注波动平抑与消纳支撑，考核更可能侧重响应速度、跟踪能力和日内循环贡献。

第三是分摊机制的差异，各地工商业承受能力和电价敏感度不同，会影响容量电费在终端用户侧以及相关受益主体之间的分摊边界与传导方式，进而决定容量电价的可落地性和政策执行的力度。

如何影响新型储能市场：收益重构将是关键

中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻表示，目前，我国新型储能并未享有与煤电和抽蓄“同质同价”的容量补偿政策，且独立储能充电电量需承担系统运行费用（其中包含煤电、抽蓄的容量电费等），造成双重的成本压力。2025年2月的136号文件明确提出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，原本占据大项目总收益将近50%至60%的容量租赁收益将逐渐取消。由于我国电力市场建设成熟度相对有限，储能仅通过参与电能市场和辅助服务市场获得收益，难以覆盖其投资成本和运营成本。

刘永东提出，114号文的发布对新型储能发展具有深远影响，有利于推动形成“可靠容量补偿稳基本、电能量市场和辅助服务增效益”的收益结构。

多家储能企业均向零碳研究院表示，114号文的发布对于行业是利好消息，意味着独立储能将与火电、抽蓄“同工同酬”。

“2026年将成为独立新型储能市场化发展元年。”李臻表示，文件出台标志着独立新型储能完整收益版图成型，电能量，辅助服务、容量电价三大收益板块协同发力，筑牢产业收益根基，提振行业信心。

对于储能行业的参与者，114号文将带来何种影响？

李臻认为，对项目投资方而言，容量电价机制不代表可以“躺平”，而是对储能电站的技术性能、建设运营能力提出了更高的要求。投资运营方需要研判区域容量供需形势，杜绝盲目跟风投资，科学平衡电能量、辅助服务与容量收益的关系，实现多元收益协同增长，让项目在市场化竞争中持续创造价值。

对地方政府而言，李臻表示，各地需立足区域能源资源禀赋与电力系统需求，做好各类调节性资源的统筹规划，提前开展需求发布与风险预警，避免“一哄而上”，防范“一哄而散”。通过建立严格的优质项目遴选机制、规范的项目管理制度、科学的评估考核体系，强化市场引导与过程监管，确保政策红利精准流向可靠、优质的储能项目。

王永利提醒称，容量电价机制是通向成熟电力市场的桥梁而非终点。地方在制定细则时，应预留好与未来现货市场连续运行后可靠容量补偿机制的衔接口，为构建高效、统一的新型电力系统调节市场奠定长远基础。

新京报贝壳财经记者 朱玥怡 编辑 陈莉 校对 赵琳